В настоящее время большинство крупных газовых и газо-конденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падени-ем пластового давления, поднятием газоводяного контакта, уве-личением горного давления на скелет породы и изменением ее на-пряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего ме-сторождений показывает, что одним из основных способов под-держания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин. Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных место-рождений показывает, что применяемые в начальный период раз-работки месторождения традиционные жидкости глушения (рас-творы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, ин- вертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии экс-плуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильт-рация этих растворов в условиях высокой репрессии способству-ет образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и соз¬дает ряд неразрешимых проблем при освоении скважин после ре¬монта. В частности, для восстановления притока требуются до¬полнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и време¬ни. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.
Так, на месторож¬дениях ООО \’Уренгойгазпром» после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты Неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60-63%, а Сено¬манских газовых — на 20%. Как правило, объём используемых жид¬костей в 2-3 раза превышает объём скважин, что в последствии увеличивает сроки их освоения до 4-20 суток для Неокома и 3-6 суток для Сеномана. При этом выход на доремонтный режим экс¬плуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каж¬дой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще долее глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин Восстанови- тельные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства. Поэтому в настоящий момент наи¬более актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохране-ние коллекторских свойств продуктивного пласта и технологич-ных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств техно-логической жидкости в конкретных условиях должен осуществ-ляться на основе теоретических расчётов и лабораторных ис- следований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.
Мероприятия по охране окружающей среды при осуществлении методов ...
... по которой утвержден общий уровень добычи нефти 8,2 млн.тонн в год, а количество эксплуатационных и нагнетательных скважин соответственно 422 и 130. Для всех пластов предусматривалась одна сетка эксплуатационных ... являются глинистые породы верхов мегпонской и низов вартовской свит. Дебиты нефти здесь изменяются от 1,5-1,8м3/сутки при динамических уровнях 234-540 м до 77 м3/сутки через ...
Целью курсовой работы является расчет глушения двух скважин и сравнение их результатов.
1.3 Технология проведения глушения скважин.
Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фон¬танный период их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или насосным способом связаны с не¬обходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. Это вы¬зывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказы¬вается па последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоны скважины.
Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтанировании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и дру¬гого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые неуправляемые фонтаны, т. е. аварий¬ная ситуация, ликвидация которой обычными приемами, т. е гермети¬зацией устья и глушением, чрезвычайно сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины наносит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем больший, чем про¬должительней открытое фонтанирование и чем больше дебит сква¬жины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несча¬стным случаям, к нанесению непоправимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи. С целью предотвращения открытого фонтаниро¬вания при аварийном разрушении устьевого оборудования или во вре¬мя текущего или капитального ремонта скважины, в которой воз¬можно фонтанирование, в нижней части ее ствола размещают клапаны-отсекатели пласта для разъединения нижней фильтровой зоны скважины от ее верхней части
Клапан-отсекатель позволяет выполнять необходимые в период освоения и эксплуатации скважины процессы (кислотную обработку призабойной зоны пласта, его гидроразрыв и т. д.).
Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим оборудованием и представляет со¬бой систему, состоящую из нескольких устройств. Главные из кото-
рых — сам клапан-отсекатель; герметизатор (пакер); якорь, удержи¬вающий пакер на заданной глубине; канал связи для управления кла¬паном; устройство управления для обеспечения возможности уста¬новки и демонтажа клапана, якоря и пакера; устройство для вы¬полнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины. Эксплуатируются в условиях, опреде¬ляемых особенностями эксплуатации пласта, т. е. свойствами пла¬стовой жидкости или газа, их дебитом, агрессивностью среды, нали¬чием абразива, температурой, давлением. В этих условиях каждое из этих устройств должно безотказно срабатывать в течение всего периода их эксплуатации в скважине.
Правила эксплуатации КАМАЗ
... основных агрегатов и систем, содержания технического обслуживания позволит водителям, работникам автомобильного транспорта более полно использовать технические возможности машин в процессе их эксплуатации. 1. История КАМАЗ ... КамАЗ-5320, его модификации и cедельный тягач КамАЗ-5410. Производство шасси для самосвала КамАЗ-5511 ... массе водителя, длине, наклону спинки. Кузов - металлическая платформа с ...
Клапан-отсекатель пласта (рисунок 1.1) состоит из пакера 1, клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, те¬лескопического соединения 6 для компенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирования расхода пластовой жидкости, приемно¬го клапана 8.
С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов — неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарны¬ми, удаляются из ствола скважины при предварительном разбуривании (поэтому иногда называются разбуриваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Эти пакеры спускают на колонне НКТ, а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рисунок 1.2) состоит из кор¬пуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную цилиндрическую по¬верхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде по¬садочного ниппеля. На штифтах 5 установлен переводник 1 с уплот¬нительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентрические втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют поршневую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость со¬общается с центральным каналом пакера, отверстием А. На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 10 и 18. В шлипсовые узлы входят срезные штифты %, 16 и 20, конусы 13 и 17, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19. Пакер устанавливают в скважине с помощью колонны НКТ.
Рисунок 1.1 — Схема оборудования скважины для предотвращения открытого фонтанирования с клапаном-отсекателем пласта. Рисунок 1.2 — Конструкция неизвлекаемого пакера, спускаемого на трубах.
В колонну нагнетают жидкость, которая через отверстие А по¬ступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень, через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18 на конус 17. Фик¬сирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплотнители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, перемещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдвигаются наружу Резиновые уплотнители 15, расширя¬ясь, разобщают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в стволе скважины.
При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнительная растя¬гивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, переводник 7 с колонной НКТ извлекают па поверхность, а пакер оставляют в скважине.
Демонтируется такой пакер разбуриванием-фрезерованием; верх¬них шлипсов инструментом с ловителем. При спуске инструмента ло¬витель проходит в корпус, фрезы упираются в верхние шлипсы и в результате вращения срезают их, ловитель удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от падения на забой во время подъема.
Автоматизация технологического процесса по розливу минеральной воды
... в контакт необходимо пронормировать с помощью преобразователя Ш – 703 (позиция 4-2). Основная погрешность 0.53 – 1.35%. Управление исполнительным механизмом ... АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА 2.1. Описание расширенной функциональной схемы автоматизации розлива минеральной воды. Расширенная ФСА представлена на рисунке 2.2. В ... давления в камере разливочного автомата и давления в ... на клапане (позиция ...
Извлекаемый съемный покер (рис. 1.3) устанавливается, как и ста¬ционарный, созданием в центральном канале давления жидкости, по¬ступление которой в камеру А разводит толкатель 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое деформирует манжеты 11, герметизи¬рующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании тол¬кателя 17 шлипсы 20 с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают пакер в эксплуатационной колонне 18. Освобождают па¬кер вращением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезаются шрифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемеща¬ясь вверх до упора в торец переводника. В результате создается со-общение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. Во время дальнейшего поворота муфта свинчивается с верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипнико¬вый узел 7 и кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 и шлипсы 20 осво¬бождаются от торцовых упоров 10 и 13. После этого пакер извлекают на поверхность колонной НКТ.
Рассмотренные пакеры изготавливают двух типов с перекрытым про¬ходным каналом и с каналом для клапана-отсекателя. Способ их по¬садки гидравлический, максимальный перепад давления, восприни¬маемый пакерами, 21 МПа, температура рабочей среды 100 °С.
В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах, (продукция которых содержит до 6% сероводорода) используют пакеры 2ПД-ЯГ. Их конструкция аналогична описанной выше.
Рисунок 1.3 – Конструкция извлекаемого пакера
Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном конст¬рукцией и расположением шлипсовых узлов. В широко применяемом для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ в качестве верхнего заякоривающего устройства используют якорь автономного дейст¬вия (рисунок 1.41).
Он имеет подпружиненные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внутреннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из корпуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной колонной, фиксируя якорь. При отсутствии дав¬ления плашки, под действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, освобождая якорь.
Рисунок 1.4 — Якорь автономного действия.
Рисунок 1.5 — Конструктивная схема дистанционно управляемого клапана-отсекателя пласта.
Якори выпускают нескольких размеров для эксплуатационных колонн диаметрами 146 и 168 мм.
Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управления, соединения с колонной, расположением в колонне и проходными кана¬лами. Различают автоматические и управляемые клапаны. Автомати¬ческие подразделяют на срабатывающие при уменьшении давления в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока.
По способу соединения с колонной клапаны бывают съемные, которые устанавливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемы¬ми на проволоке или канате, и стационарные, устанавливаемые не¬посредственно на трубах и извлекаемые только вместе с ними.
Чередниченко Ю. А. — Обоснование параматров подсистемы ...
... очистного комбайна. Геометрические параметры системы выбираются согласно [2]. Рисунок 1 – Конструктивная схема СПРО очистного комбайна КДК-400. Исходя из максимальной мощности разрушаемого пласта и необходимой величины заглубления испольнительного органа ... предохранительного клапана гидросистемы регулирования положения исполнительных органов. Расчет ... определяется как: Площадь поршня гидродомкрата и ...
Наиболее надежны и удобны в работе клапаны-отсекатели с дистанционным управлением, позволяющие перекрывать фонтани-рующую скважину в любой момент по команде с пульта управления вручную или от аварийного датчика.
Клапан-отсекатель с дистанционным управлением (рис. 1.5) спускают по проволоке (канате) и устанавливают в посадочный нип¬пель 2 с муфтой 9, к которому подведена наружная линия управле¬ния 3. Корпус его состоит из трубы 4, стакана 6 и хвостовика 16 с подвижным клапанным узлом, включающим верхнее 8, и нижнее 13 сед¬ла и шар 12 между ними. Шар имеет сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности. Хвостовики седел 8 и 13 образуют с корпусом отсекателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней поме¬щен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б в корпусе соединена с трубкой управления 3. Полость ниппеля А герметизиро¬вана уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уп¬лотнения герметизируют соединения клапана в ниппеле.
Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя за-канчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле НКТ. После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10 перемещается вниз и отво¬дит верхнее и нижнее седла 5 и 13 в крайнее нижнее положение. С
помощью штифта И, ввернутого в корпус и входящего в фигурный паз, шар занимает положение, при котором сквозное отверстие сов¬падает с каналом клапана. Давление в камере удерживает пружину 15 в открытом положении. При снижении давления в камере (в случае аварии с наземным оборудованием или по команде сверху) усилие пружины и давление скважинной жидкости на поршень отводят кла¬панный узел в крайнее положение, при котором шар с седлами зани¬мает положение «Закрыто». Отсекатель открывается вновь при действии давления в его верхней камере.
В России выпускают управляемые клапаны-отсекатели двух типоразмеров КАУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен запор¬ный орган в виде заслонки, во втором — шаровой. Указанные клапа¬ны-отсекатели имеют следующую техническую характеристику.
КАУ-89-350 КАУ-73-500
Максимальное рабочее давление, МПа 35 50
Условный диаметр подъемных труб, мм 89 73
Диаметр проходного канала, мм 35 28
Длина, мм 1060 970
Масса, кг 18,2 12,5
В процессе эксплуатации скважин, как оснащенных, так и не ос¬нащенных клапанами-отсекателями, возникает необходимость вы¬полнения целого ряда внутрискважинных операций, которые осуще¬ствляются под давлением. Поэтому пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, в частности клапанами не¬скольких назначений циркуляционными, уравнительными, приемными и обратными.
Циркуляционный клапан предусмотрен для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработ¬ке призабойной зоны различными химическими реагентами, при ава¬рийном глушении скважины и т. д.
Клапан (рисунок 1.6) устанавливают на колонне НКТ и извлекают вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом
из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнительными элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с НКТ корпус имеет переводники 2 и 11. К верхнему пере¬воднику 2 присоединяют муфту 1. В открытом и закрытом положени¬ях втулка 3 удерживается фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке г нижнего переводника 11 и входящего в одну из кольцевых проточек в втулки.
Управление цепочками поставок на промышленном предприятии
... принимаются меры в случае нарушения условий поставки. Любое производственное предприятие имеет службу, которая осуществляет перечисленные функции. Логистический подход к управлению материальными потоками ... Однако основной круг задач в этой области - управление материальными потоками в процессе осуществления именно производства. 3. При управлении материальными потоками в процессе реализации готовой ...
Управляется клапан смещением втулки 3 вверх и вниз, при ко¬тором соответственно совпадают или перекрываются отверстия а и б на корпусе и втулке. Управление осуществляется с помощью специального инструмента, вставляемого в верхнюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю про¬точку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.
Уравнительный клапан применяют для выравнивания давления за¬порного элемента скважинного аппарата для его открытия или из¬влечения из колонны в комплекте с клапанами-отсекателями, глухи¬ми пробками, приемными клапанами. Этот клапан (рис. 1.71) состоит из корпуса 1, в стенку которого вмонтированы клапаны 6. Пружины 2 клапанов удерживаются чехлом 4. Седлами клапанов служат сопря¬гаемые с ними поверхности, выполненные в отверстиях, где распо¬ложены пружины. Клапан открывают с помощью штанги с грузом, спускаемой в скважину на проволоке или канате
Приемный клапан используют для посадки пакера и других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления. После посадки пакер спрессовывают, при этом иногда выявляется невозможность поднятия давления для окончательной герметизации эксплуатационной колонны пакером из-за преждевре¬менного срыва опрессовочного шара из седла. В таком случае ис¬пользуют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером.
Рисунок 1.6 — Циркуляционный клапан.
Рисунок 1.7- Уравнительный клапан.
Рисунок 1.8 — Приемный клапан
Приемный клапан (рисунок 1.81) состоит из корпуса 7, верхний конец которого служит седлом под шаровой затвор. Сверху к корпу¬су крепят клетку 4, внутри которой помещен шар 5. На корпус на¬девают кожух 3 с головкой под ловитель. На доковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщающиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекрывает отверстие в стенке корпуса, уп¬лотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух удержи¬вается срезным штифтом 2, вставленным в стержень. Клапан в не¬проходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлече¬нии клапана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего кла¬пан легко извлекается из ниппеля.
Обратный клапан, применяемый для перекрытия проходной части колонн при спуско-подьеме и под давлением, постоянно ее перекры¬вает и обеспечивает возможность глушения скважины для предот¬вращения аварий. Такие клапаны применяют также вместе с газ- лифтными, они перекрывают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом исполнении используют как реверсивные, закрываемые пото¬ком скважинной жидкости. Устанавливают эти клапаны как не¬посредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на про¬волоке или канате.
Глухие пробки (рисунок 1.91) применяют для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической по¬верхности. Они имеют корпус 3, внутри которого установлен под¬пружиненный поршень 2, уплотнительные кольца 1 которого в от¬жатом положении пружины 4 перекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При ус¬тановке пробки спускной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускного ин¬струмента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя централь¬ный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента до открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.
Преступление против свободы,чести и достоинства личности
... . личности. Объективная сторона преступлений против свободы, чести и достоинства характеризуется активными действиями, направленными на лишение (ограничение) свободы человека, унижение его чести, достоинства и репутации. Составы преступлений против свободы, чести и достоинства личности сконструированы ...
Посадочный ниппель — элемент сборки колонны для скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки и фиксации в колон¬не скважинных аппаратов и приборов, спускаемых на проволоке или канате.
1 — фонтанная арматура; 2 — ниппель для опрессовочного клапана; 3 — телескопическое соединение; 4 — ингибиторный клапан; 5 — циркуляционный клапан; 6 — циркуляционный механический кла¬пан; 7 — разъединитель колонны; 8 – пакер; 9 — ниппель для кла- пана-отсекателя,- 10 — клапан-отсекатель с замком; 11 — нип¬пель для приемного клапана; 12 — башмачный клапан
Рисунок 1.9 — Конструкция глухой пробки.
Рисунок 1.10 — Схема компоновки оборудования.
Рисунок 1.11 — Разъединитель колонны.
Компоновка оборудования скважины комплексом описанных уст¬ройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта показана на рис 1.10. В Советском Союзе выпускают комплексы управления скважинными отсекателями КУСА, которые включают наряду со скважинным оборудованием станцию управления, изготавливаемую в двух модификациях с электро- и пневмоприводами.
В зависимости от условий эксплуатации предусмотрены ком-плексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм — по нескольким схе¬мам. Наиболее сложная схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда которых характе-ризуется температурой до 120 °С и наличием агрессивных компо-нентов до 0,1 г/дм3.
В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуатации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так, например, может отсутствовать телескопическое соединение, ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По аналогичному принципу ком¬понуются комплексы КУСА-73-500.
Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования иногда применяют разъе¬динители колонн. При перекрытии проходного отверстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колон¬ны или другие ремонтные работы, связанные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.
Разъединитель колонны РК (рисунок 1.11) состоит из головки 1 , верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спус-каемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента, пере-двигая цангу 2 вверх, отсоединяет труды от скважинного обору-дования, а двигая цангу вниз, соединяет их.
Разъединители колонн выпускают нескольких типоразмеров для эксплуатации в средах с различным содержанием агрессивных компонентов.
Преступления против безопасности движения и эксплуатации транспорта
... Степень значимости преступлений на транспорте в Уголовном кодексе Российской Федерации В теории уголовного права преступления, посягающие на безопасность движения и эксплуатацию транспорта, получили наименование " ... только такими, которые предусматривают ответственность именно за посягательства на безопасность функционирования транспорта. 2 Это объясняется тем, что на современном этапе развития ...
Элементы комплексов стандартизированы, регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, привязочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя, якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок
Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пласта поставляются комплектно.
Современные комплексы оснащены станциями управления, рас-считанными на одиночную нефтяную или газовую скважину или на группу (куст), обычно состоящую не более чем из восьми скважин.
